八面河油田集输系统调整改造工程初步设计(改).doc

1 概论1.1 设计依据1.1.1清河采油厂设计委托书1.1.2八面河油田集输系统调整改造（第二版）及八面河油田集输系统调整改造（补充材料）KY200308。1.1.3八面河油田提供的基础资料1.1.4关于江汉油田分公司八面河油田联合站改造可行性研究报告的批复石化股份油计200447号。 1.1.5关于江汉油田分公司八面河油田集输系统改造可行性研究报告的批复，石化股份油计200446号。1.2 设计原则1.2.1遵重可行性研究报告提出的方案，但必须进一步结合现场实际；使方案更具操作性、更优化。1.2.2整个改造体现效率、效益优先的原则。1.2.3体现节能降耗的原则，做到能量的综合利用。1.2.4尽量依托老设施，节省投资。1.2.5严格按照可研的批复要求，将投资控制在要求范围内。1.3 改造的目的1.3.1 确保在未来10年内，油、气集输系统能够高效的运行。1.3.2最经济、最大限度地实现油气密闭、油气混输，为联合站，南块站提供气源。1.3设计应遵循的主要标准规范1.油田油气集输设计规范SY/T 0004-982.原油和天然气工程设计防火规范GB50183-19933.石油设施电气装置场所分类 SY/T 0025-954.油田注水设计规范 SY/T 0005-19995.油田采出水处理设计规范 SY/T 0006-19996.除油罐设计规范 SY/T 0083-947.油田采出水工程设计技术规定 Q/SL 0481-20018.供配电系统设计规范 GB 50052-959.低压配电设计规范 GB 50054-9510.电力工程电缆设计规范 GB 50217-9411.爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50058-9212.自动化仪表选型设计规定 HG/T 20507-200013.油气田及管道仪表控制系统设计规范 SY/T 0090-9614.分散型控制系统工程设计规定 HG/T 20573-9515.油气田及管道计算机控制系统设计规范 SY/T 0091-9616.室外排水设计规范 GBJ 14-87（1997年版）17.室外给水设计规范 GBJ 13-86（1997年版）1.5自然条件 1.5.1地理位置八面河油田位于山东省寿光市、广饶县境内，小清河两岸，以小清河为界，将八面河油田分为南区和北区两个区块。该油田地势较平坦，北油区属沿海漫滩地，南油区靠近农田。1.5.2自然条件年平均气压101.57kPa年平均气温12.6年平均最高气温18.1年平均最低气温8.3年极端最高气温39.9年极端最低气温-20.8年平均降水量613.5mm年最长连续降雨日数77.1d年最大积雪厚度24cm年平均地面温度14.8年平均日照时数2761.7h年平均大风（8级）日数34.2d一日最大降水量130.3mm最大风速26m/s最大冻土深度47cm最大风向WNW八面河油田所在区域属于6度地震烈度区，建（构）筑物按地震烈度7度设防。1.6 主要设计改造内容本次改造工程主要以油田集输系统为主，重点对油田集输系统的集输管网、站场内设备、设施进行改造设计。本次设计范围：从井口到联合站所有集输管网，站场。2集输系统现状及存在的问题2.1集输系统现状八面河油田始建于1987年，以小清河为界，分为南、北两区。截止2003年7月底，八面河油田共有993口油井，其中655口生产井，单井集输半径0.6km，计量站共75座；接转站13座，其中南区6座，北区7座；联合站1座（位于南区）。 油气水管线总长700多km。主要采油方式是机械采油，主要集输方式是靠油井自压进计量站，采用三管或二管流程，少部分边远井建有拉油点。原油综合含水89%，单井回压夏季最高0.5-0.6MPa，冬季最高1.0-1.2MPa。部分单井靠掺水确保正常生产。2.1.1 主要集输流程天然气外输八面河油田集输流程主要是采用开式三级布站模式，即单井来油进计量站计量，依靠抽油机在井口的压力进入接转站，在接转站内进行油气分离、沉降预脱水，含水油、天然气、污水分别外输。主要集输流程如下： 单井来液 计量站 接转站 含水油外输污水外输 2.1.2 接转站现状1、各接转站来液及物性各区块（接转站）目前液量情况详见表2-1-1。表2-1-1 各 区 块 液 量 油区队别站名油量（t/d）液量（m3/d）备注南区采油一队1#接转站8513501#联合站5#接转站10316505#联合站采油二队2#接转站16528502#联合站采油三队3#接转站30444003#联合站采油五队4#接转站23212006#4#联合站6#接转站45180小计93411630北区采油四队羊2接转站801020羊2角4北块南块联合站角4接转站1101900北块接转站2002800南块接转站1132030采油六队广9接转站82650广9广6南块联合站广6接转站72550广8接转站80550广8南块联合站小计7379500合计167121130各站实测气量情况详见表2-1-2表2-1-2 各 站 实 测 气 量时间站点起读数终读数读数时间视气量(m3)气量(m3/d)2004/3/62#站94609.989578712235247042004/3/10广八站293.14635.051269613922004/3/10角四站95795.9297402.2512321664322004/3/11北块站648.75760.09122164322004/3/12广六站881762004/3/125#接转站97410.3699262.748184836962004/3/134#接转站789.521232.921288817762004/3/16广九站25605120各站来液物性情况详见表2-1-3。表2-1-3 各区块原油物性表站别队别对应接转站原油混合液粘度(mPa.s)比重含砂（%）比重含砂(%)南 区 站采油一队1#接转站5#接转站2175.040.95990.010.99730.0007采油二队2#接转站1655.770.95770.010.9970.0007采油三队3#接转站1038.60.94420.010.99640.0006采油五队4#接转站6#接转站2275.860.96020.020.9920.004采油七队新区、面120区3996.430.97300.020.98920.008北区站采油四队南块站642.590.92710.010.99480.0007采油六队80.340.892500.987102、南区接转站(1)南区接转站（1#、2#、3#、5#、4#、6#）：来液进入接转站后，在接转站内通过油气分离器进行油气分离，油水进入常压储罐进行初步稳定、沉降后，油水混合物经过泵提升、加热后，通过集输管道输至联合站处理；通过油气分离器分出的天然气部分供接转站内加热炉（给原油升温、站内采暖）使用，剩余的部分再通过天然气管网输至油田其它生产、生活点。污水通过管线输至联合站污水处理站。(2)南区接转站设备现状及使用情况表2-1-4站名1#接转站2#接转站3#接转站4#接转站5#接转站6#接转站建站时间868687899692能力设计(m3/d)20003000465015003000120实际(m3/d)20002600410014003000120分离器规格30009600一台在用3000960030009600PG16DG120030009600PG16DG1200数量222122油罐规格1000100010001000100010002000500数量21332212外输泵规格IH100-65-250H80-50-25DY100-454DY100-453DY46-502IH80-65-160IH100-65-200IH80-65-160DY25-504数量234211212加热炉规格1167kWHJ1200-YS/2.5-Q数量44备注目前螺杆泵混输3#接转站，已实现混输，运转正常。6#接转站，南区6#站来油属稠油含气量很少，为保证集输管网正常输送需要掺水，该站离联合站较远，外来水较困难，目前在站内有沉降罐，能分出部分水供集输系统用。3、北区接转站(1)北区（广9、广6、广8、羊2、角4、北块）接转站来液进入接转站后，在接转站内通过油气分离器进行油气分离，油水进入常压储罐进行初步稳定、沉降后，油水混合物经过泵提升、加热后，通过集输管道输至南块站处理，分离出的天然气进入天然气管网。由于北区块远离联合站，南块接转站、广6站、角4站分离出的部分污水在站内经过处理，作为注水水源通过注水泵注入地下。(2)北区接转站设备现状及使用情况表2-1-5站名广9广6广8羊2角4北块南块建站时间98969794958989能力设计(m3/d)80010005002000300030009000实际(m3/d)80010005002000300030009800分离器规格30009600三相分离器(28m3)垂直分离器PG16DG1200300096003000960030009600数量1111122油罐规格高架60m350060500500200010005002000500数量2222211222外输泵规格DY46-504DY46-505DY46-504WF50-503DY65-503DY85-453DY65-502DY85-453DY100-604数量234312133加热炉规格25-2100-80025-2100-80025-2100-800100104kcol/h100104kcol/h80、100万卡80、100万卡数量13132各2台各2台备注其中1具沉降罐腐蚀渗漏严重目前螺杆泵G103混输分离器老化羊2接转站目前做混输试验，混输泵运转正常，外输管线腐蚀严重，多次穿孔。混输泵型号G105-3,Q=60 m3/h,H=200m,N=45kW(1台)4、接转站流程接转站现状流程详见图1抽水泵分离器天然气外输外输泵外输加热炉外输污水去联合站（或污水处理设备）外输罐沉降罐图1 接转站工艺流程图 注：北区块的部分接转站分出的部分污水，经处理后在北区块回注。其他大部分接转站流程见图1。2.1.3 接转站外输管线现状各接转站分别有输送含水油、天然气的外输线，部分站有污水管线。1、输油管线各接转站油外输管线规格、起始点及目前使用情况，详见表2-1-6、表2-1-7。2、各站天然气外输管线连在一起，形成了庞大、复杂的集气管网系统，供各站、联合站、及生活点使用。沿途生产、生活使用方便，同时也给盗气创造了便利条件。表2-1-6 南区块管线系统 序号起点接转站管线规格距离km建设年代终点站使用情况11#站27372.21986联合站水洼地、腐蚀严重25#站27370.951993联合站使用良好32#站15962.71987联合站频繁穿孔、腐蚀严重43#站27374.61989联合站使用一般，穿孔6次/年54#站15965.21989联合站使用一般，一半穿孔严重66#站15962.819924#站正常输送，穿孔2次/年7南块站21969.81990联合站小清河穿越段穿孔严重表2-1-7 北区块管线系统序号起点接转站管线规格距离km建设年代终点站使用情况1羊2站15962.91994角4站频繁穿孔2角4站21972.41995北块站使用良好3广9站1144.54.51997广6站回压高、频繁穿孔4北块站21964.01989南块站使用一般，穿孔3 次/年5广6站1594.52.41996汇合点玻璃钢管线，使用良好6广8站1594.52.51997汇合点玻璃钢管线，使用良好7汇合点15962.81998南块站回压高、频繁穿孔8南块站21969.81990联合站小清河穿越段穿孔严重2.1.4 南块站外输管线现状南块站外输管线现有三条，输油管线、污水管线、天然气管线。目前输油管线正常使用，污水管线和天然气管线均暂时停运。管线情况详见表2-2-5。表2-2-5 外 输 管 线 情 况序号管线名称规 格输量（m3/d）建设年代使用情况1输油管线2198-9.82800-35001990年穿越小清河处腐蚀严重2污水管线2738-9.81990年目前停运3天然气管线1595-9.81990年目前停运2、管线穿越小清河情况：由于输油管线在穿越小清河处腐蚀严重，多次穿孔，2002年穿越段300多米已停用，改用过去废弃的老输油线（1595）。2.2 存在的问题2.2.1集输系统存在的问题1、损耗严重：由于原油在集输过程中采用开式流程，在各接转站原油进入常压储罐，其中的轻组份通过储罐的呼吸阀和人孔产生大量的挥发损耗，轻组份被浪费，按0.2%计之，年损失原油大约1200t。同时挥发的油气对周围环境造成一定的污染。 2、盗气严重：各接转站分离出来的伴生气，供接转站使用外，剩余的部分通过集气管网输至其它生产、生活点，庞大、复杂的集气管网，为盗用天然气提供了极为便利的条件，导致严重的安全隐患，同时给油田的正常生产、生活用气造成了严重的影响，尤其是联合站地处天然气管网的终端，因天然气压力低，供气不足，而给原油的脱水、外输升温造成了很大的困难，其中2001年冬季为了保证联合站内的正常生产，被迫烧原油，消耗原油达1000多吨。经测算，近年来因盗气而增加的生产、生活耗煤、烧油的费用达200余万元。3、系统效率低，浪费能源。集输系统应该很好的利用井口能量，混输至联合站，而现状中液量在接转站内进大罐，释放了部分能量，又加泵提压，能源浪费严重。2.2.2接转站存在的问题1、设备老化、效率低，各接转站站内的管网、设备、容器陈旧、老化、腐蚀、穿孔严重，设备运行效率低。如：输油泵平均运行效率45%左右，加热炉平均效率65%左右。3#、4#、6#、广6等接转站油罐正在大修或急待大修，角4缓冲罐腐蚀严重。2、接转站设备多，检修、维修的费用高。3、自动化程度低，各接转站内自动化监控程度非常低，计量仪器仪表缺损严重，要恢复正常生产使用要求，投资多。2.2.3外输管线存在的问题1、随着产液量的的增多，管线输量也在逐步增多，导致管线回压升高，管线腐蚀加重。2、部分管线地处低洼地，常年被水包围，管线腐蚀严重。3、井网及计量站外输管线已运行多年，腐蚀严重管线承压能力低，对集输系统实现混输有一定的影响。2.1.2.4南块站外输管线存在的问题1、小清河穿越：南块接转站至联合站油、气、水三条管线承担整个北区的原油、污水和天然气的外输任务，其中的小清河穿越段为其咽喉部分，该穿越段于1992年建成，由于管线使用时间长，自2002年4月以来多次出现渗漏或穿孔情况，影响生产。2003年 5月份输油管线严重穿孔，发生原油外泄事故，造成周边大片盐田被污染，经济损失巨大，被迫改用一条废弃已多年的输油管线（1595），维持目前的输油任务，因管径的缩小，使管线的压降增大，管线在较高的压力下运行，管线穿孔情况随时有可能发生，正常生产难以保证，若不对管线进行更换，则事故隐患难以消除。2、污水管线输液能量不足，污水管线已停运，腐蚀较严重，需要改造，且随着液量的增加，如果污水量全部输到联合站处理，已建的管线也应更换。3、天然气管线，因八面河油田的天然气总量有限，联合站生产（脱水、外输）所需的天然气部分原来是从南块站通过管网输往联合站的，虽然目前天然气不南输，但为了保证联合站的生产需要，保留该天然气管线，将腐蚀严重的少量管线更换即可。2.3 基础数据2004年及后10年液量指标预测详见表2-3-1南块站混合油样物性：原油粘度 168.12mPa.s原油密度 0.9136g/cm33 改造内容及方案3.1 南区集输系统改造3.1.1各站外输管线工艺计算1、计算数据选取根据八面河油田提供的2004年及后10年的预测数据（表2-3-1），按最大产油量年和最大生产液量年的各种参数分别计算，取两者计算结果的较大值作为2004年及后10年管线的运行参数。2、计算结果根据各站液量、油量、气量等来液物性参数用杜克勒法和列宾公式计算绘出集输系统压力温度计算成果图（详见集-3125/3）。南区各站外输线管径、起点压力、温度计算结果见表3-1。表3-1 计 算 结 果 站名管长（km）目前管径计算管径起点压力(MPa)起点温度（）备注1#站2.2273727370.3338油气混输5#站0.95273727370.3236油气混输2#站2.7159615961.5538油气混输21960.6036油气混输27370.4137油气混输3#站4.6273727370.7937油气混输4#站5.2159615961.4640不混输21960.6840不混输6#站2.8159615960.3156.5油液混输注：各站进联合站压力取0.3MPa，进站温度取35。 6#接转站进4#接转站压力取0.3MPa，温度36。表2-3-1 产量及开发指标预测2004年2005年2006年2007年2008年油区队别站名油量(t/d）液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）南区采油一队1#接转站8513507514106514705715005015205#接转站1031650901720801790701870621940采油二队2#接转站16528501552950145305013631501263200采油三队3#接转站30444002904600275480026049002504900采油五队4#接转站232120022012802071340200140019214206#接转站4518040200352203223030240小计9341163087012160807126707551305071013220北区采油四队羊2接转站801020741050691080631080571100角4接转站11019001002000852100752200652200北块接转站20028001853200175335016534601553550南块接转站1132030137191013620501882250923080采油六队广9接转站8265070680637105474050740广6接转站7255066580606105264046670广8接转站8055068580626005363049660小计737950070010000680105006501100062012000合计1671211301570221601487231701405240501330252202009年2010年2011年2012年2013年油区队别站名油量(t/d)液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）油量（t/d）液量（m3/d）南区采油一队1#接转站4515304215404015503915403815205#接转站562000502000452000421950401900采油二队2#接转站12032001143200110310010631001023000采油三队3#接转站24049002304900222480021648002104700采油五队4#接转站184142017814201721420166140016213506#接转站2825026250252502424022230小计6731330064013210614131205931303057412700北区采油四队羊2接转站511100461080431080401000381050角4接转站602200552200502100452100432000北块接转站14536001403600135350013035001263400南块接转站21035102134030224390020937002143510采油六队广9接转站4675043750407504075038740广6接转站4267040670386703666034650广8接转站4667043670406704066037650小计6001250058013000560127005401240053012000合计1273258001220262101174261201133260301104247003.1.2 接转站改造为了提高集输系统效率，接转站在混输中应尽量打倒。根据计算结果，已建的接转站外输管线能满足要求、能达到混输条件的，将其接转站全部打倒，站内只保留进站阀组。外输管线回压过高的考虑在接转站内增加混输泵。实现混输后接转站上的罐、分离器等大部分设备停用，或移至其他站上继续使用。根据八面河油田接转站站址分布现状，为混输增加的混输泵直接在已建站上安装，并可以利用已建接转站配电、值班等。一、6#接转站南区6#站来油属稠油含气量很少，为保证集输管网正常输送需要掺水，该站离联合站较远，外来水较困难，目前在站内有沉降罐，能分出部分水供集输系统用，因此本次不对该站进行改造，保持原有流程暂不实现混输。二、4#接转站4#接转站由于实测气量较少，不够外输混合液量升温消耗，因此本次不对该站进行改造，保持原有流程暂不实现混输。三、2#接转站由表3-1知，2#站三种规格的外输管线中，2196管线起点压力适中，起输温度最低，推荐将原有管线更新为2196。当2#站起点压力为0.60MPa，井口回压0.7MPa左右，由于井口管线和计量站外输线已运行多年，管线实际承压能力已大大降低，混输后应适当降低管线输送压力，为满足混输要求，在接转站内加混输泵提压，以减轻井网管线负担。工艺流程:各计量站来液 分离器 螺杆泵 联合站主要设备：分离缓冲罐利旧。增设螺杆混输泵1台，一备一用。流量Q=160m3/h，H入=0.2-1.0MPa，H出=1.0MPa。配防爆电机，功率N=45kW,变频设备一套。四、1#、5#接转站根据输油管线计算结果图看出，1#站起点压力0.33MPa，温度37，5#站起点压力0.32MPa，温度36，井口回压满足混输要求，站内只保留进站阀组。五、3#接转站由表3-1知，3#站起点压力为0.79MPa温度为36，井口回压0.9MPa左右，由于井口管线和计量站外输线已运行多年，管线实际承压能力已大大降低，混输后应适当降低管线输送压力，为满足混输要求，在接转站内加混输泵提压，以减轻井网管线负担。由于3#接转站目前已实现了混输，本次改造对站内工艺流程、设备均不作改动。3.1.3各站输油管线改造1、6#接转站4#接转站6#接转站输油管线使用情况良好，能满足未来10年正常输送的需要，本次改造不更换。2、4#接转站联合站4#接转站联合站输油管线建于1989年，至今已使用了15年多，因腐蚀穿孔现象较为严重，且从表3-1可知，4#接转站实现油气液混输后，1596输油管线压降较大，导致输油管线起点压力较高。因此本次改造将原1596管线更换为2196管线。3、2#接转站联合站2#接转站联合站输油管线建于1987年，至今已运行了17年，管线腐蚀严重，穿孔现象频繁发生。2#接转站实现混输后，管线起输压力将达到1.55MPa，已不能满足目前和未来10年的输油要求，必须进行更换。因此本次改造将原1596管线更换为2196管线。4、3#接转站联合站3#接转站联合站输油管线建于1989年，至今已运行了15年，管线腐蚀较为严重，穿孔较频繁。3#接转站目前已实现了油气混输，由表3-1可知，现有输油管线管径基本上能满足目前和今后10年油气输送要求。因此本次改造将原管线2737进行更换处理。5、1#、5#接转站联合站5#接转站联合站输油管线建于1993年，目前使用良好，本次改造不考虑更换。1#接转站联合站输油管线建于1986年，至今已运行了18年多，管线所经地域又是水洼地，管线腐蚀严重，本次改造进行更换处理。管线更换有二个方案：方案一：从表3-1可知，1#接转站起输压力为0.33MPa,起输温度为：38，能够满足将1#接转站打倒实现混输的要求，因此本次改造将原输油管线更新，全长2.2km。方案二：从1#、5#接转站地理位置上考虑，1#接转站至联合站的输油管线从5#接转站旁边经过，本次改造将1#、5#接转站输油管线合并，1#接转站至联合站的输油管线先进5#接转站，与5#接转站至联合站的输油管线汇合后再进行联合站，亦即5#接转站掺输。因此本次改造只更换5#接转站至1#接转站之间的输油管线2737 1.25km。由集-3125/3计算成果图知：1#、5#接转站输油管线合并后，5#接转站的起输压力为：0.36MPa，温度为36；1#接转站的起输压力为：0.37MPa，温度为37。比1#、5#接转站输油管线单独进联合站时的起输压力、温度略高，实现混输后对井口回压的影响不大。同时又可少更换0.95km的输油管线，可减少投资34.2万元。3.2 北区集输系统改造根据北区集输系统、污水处理及注水的现状看，集输系统较复杂，广9、广8、羊2都不直接进南块站，而是与其他站串联进站。按两条集输路线分别考虑改造方案3.2.1各站外输管线工艺计算1、计算数据选取根据八面河油田提供的2004年及后10年的预测数据（表2-3-1），按最大产油量年和最大生产液量年的各种参数分别计算，取两者计算结果的较大值作为2004年及后10年管线的运行参数。2、计算结果根据各站液量、油量、气量等来液物性参数用杜克勒法和列宾公式计算绘出集输系统压力温度计算成果图（详见集-3125/3）。南区各站外输线管径、起点压力、温度计算结果见表3-1。表3-2 计 算 结 果 站名管长（km）目前管径计算管径起点压力(MPa)起点温度（）备注羊2站2.9159515950.8738混输泵混输21960.3639混输角4站2.2219621961.0337混输泵混输1.0437不混输北块站4.0219621961.5036油气混输1.8736不混输27370.7936油气混输0.8136不混输广八站5.31594.515961594.515961.2140广八站至南块站实现混输1594.521960.6441广六站5.21594.515961594.515961.4442广六站至汇合点不混输，汇合点至南块站混输。159621960.62396#站2.81144.515950.6842.5混输21960.4044.515950.4842不混输1144.51.3240注：上站进下站的压力取0.3MPa，进站温度取35。 3.2.2接转站3.2.2.1羊2站 角4站 北块站 南块站一、羊2站羊2站混合油输至角4站，与角4站混合后外输至南块接转站，北块接转站来液加压后插入角4站外输至南块接转站管线上。系统压力温度计算见图集-3125/3和表3-2。1、方案一：由表2-3-1知2004年，羊2站液量1020m3/d，油量80 t/d，外输管线1595，不考虑增大外输管线管径实现混输，计算得出羊2站外输压力为0.87MPa，最远端井的回压高，不满足混输要求，羊2站需要加混输泵。目前羊2站已实现混输，有一套混输泵，另增加一套混输泵，互为备用。外输线腐蚀严重，需要更换。2、方案二如果增大外输管线管径实现混输，计算得出羊2站外输压力为0.36MPa，最远端井的回压满足要求，羊2站不需要加混输泵。但需要将输油管线1595更换为2196，2.9km。3、方案比较（见表3-3）经比较方案二优于方案一，推荐方案二，更换外输管线一条2196，2.9km，保温管。表3-3 方案比较序号项目方案一方案二1工 程 量混输泵1台，H入=0.21.0MPa，H出=1.0MPa，Q=50m3/h、N=18.5kW1595，2.9km21962.9km2改造投资107万元120万元3动力消耗27.4104kWh无4动力费13.7万元无二、角4站 北块站 南块站角4站原是一个综合性站，有处理污水、注水、加热的能力。是1995年投产的，站内设备使用良好。北块接转站是1989年投产的，除加热炉外站内设备使用良好。1、方案一：角4站、北块站维持现状，保持原有流程，不实现混输，角4站油气直接分输南块站，北块站掺输。角4站更换分离器一台（30009600）。由表2-1-5知：角4站现有离心输油泵三台，其中DY85-453二台，电机功率为：55kW；DY65-502一台，电机功率为：30kW。二用一备。北块站现有DY85-453离心输油泵三台，二用一备。使用状况均良好。由压力、温度计算成果图（集-3125/3）和表3-3知，若北块南块站输油管线2196不换大，则北块站起输压力为1.87MPa,角4站的起输压力为2.07MPa,不仅输油管线承压高，而且两接转站现有输油泵扬程不能满足未来10年的输油要求，必须更新输油泵。若北块南块站输油管线2196换大为2737,北块站起输压力为0.81MPa,角4站的起输压力为1.04MPa，角4站和北块站现有输油泵能满足未来输油要求，但必须将北块南块站间的输油管线更换为2737 4.0km，保温管。2、方案二：将角4站和北块站打倒实现混输，角4站和北块站各增设螺杆混输泵2台，角4站更换分离器一台（30009600）。根据压力、温度计算成果图（集-3125/3）和表3-3, 将北块南块站间的输油管线更换为2737 4.0km，保温管。改造后工艺流程为：各站来液 分离缓冲罐 螺杆泵 加热炉 南块站污水处理设备3、方案比选（见表3-4）虽然方案二改造投资比方案一多77万元，但后期的生产运行费用每年比方案一低19.7万元，节能效果显著。且实现混输后，能有效地遏止天然气被盗现象发生，从而增加南块站的气量，提高天然气的发电量。综合考虑，方案二优于方案一。推荐方案二。表3-4 方案比选序号类别方案一方案二1工程量1、角4站分离器 1台(30009600)2、2737管线 4.0km1、2737管线 4.0km2、角4站螺杆混输泵1台H入=0.21.6MPa，H出=1.6MPa，Q=220m3/h、N=75kW变频设备一套3、角4站分离器 1台(30009600)4、北块站螺杆混输泵1台H入=0.21.2MPa，H出=1.2MPa，Q=153m3/h、N=75kW变频设备一套2改造投资3每年动力消耗170.82104kWh131.4104kWh4每年动力费用85.41万元65.7万元5推荐方案方案二3.2.2.2广9站、广6站、广8站 南块站广9站混合液输至广6 接转站，与广6站混合后，分水、加热、加压后外输。广8接转站来液插入广6外输管线上。系统压力温度计算见集-3125/3和表3-2。一、广9站1、方案一广9站2004年液量650 m3/d，油量82t/d，2010年液量750 m3/d，油量43t/d,外输管线1145，外输压力为1.63MPa，温度为41，最远端井的回压高，不满足井口生产要求，更换1595时，压力为0.68MPa，温度为42.4，广9站需要加混输泵2台。2、方案二如果外输管线更换2196实现混输，计算得出广9站外输压力为0.40MPa，温度为44.5，最远端井的回压满足要求，广9站不需要加混输泵。3、方案三如果不实现混输，站内工艺流程和设备维持现状，油气在站内分离，混合液输至广六站处理，天然气在站内发电。外输管线1145，外输压力为1.32MPa，温度为41，管线承压较高，管线目前腐蚀较严重。更换1595时，压力为0.48MPa，温度为42.。3、方案比较（见表5-5）经比较方案三改造投资最少。方案二虽然没有动力费用，但管线起输温度高，井口集油线路太长，能量消耗较大。方案一改造投资高于方案二和方案三，因此推荐方案三。表3-5 方案比较序号项目方案一方案二方案三1工程量混输泵1台，H入=0.21.0MPaH出=1.0MPaQ=70m3/h、N=22kW变频设备一套1595，4.5km2196，4.5km混输1595，4.5km不混输2改造投资151万元186.7万元119万元3动力消耗19.27104kWh/a无32.41104kWh/a4动力费用9.64万元/a16.21元/a二、广六站广6站原是一个综合性站，有处理污水、注水、加热的能力。该站应充分利用站内设施和外输管线，本站不混输。根据地质需求，该区块需要的注水水量为500m3/d无水源，需要广6站提供。由于已建沉降罐腐蚀渗漏严重，无法继续使用，因此本次改造在广6站上密闭高效分水器1台。来液进站后先进分水器，分出一部分水进污水处理设备，其余的油水混合物进800kW加热炉，加热到42，分出的油水混合物和分出的气体分别外输。广6接转站站内流程：气外输各站来液 分水器 输油泵 加热炉 外输污水处理设备2、站内主要设备（1）加热炉：800kW 2台（利旧）（2）分水器 1台型号及主要性能 HBP-WS1.86.6-0.6/处理液量1500m3/d， 处理气量7000Nm3/d分水量500m3/d，水中含油500mg/l压力损失0.01 MPa，来液温度35（3）输油泵： 2台 (利旧)主要性能：Q=50m3/h， H=1.6MPa三、广8站广8站液量液量550 m3/d，油量80t/d，外输管线1594.5玻璃钢管线2.5km插入广6站南块站输油管线上。本次改造该站实现混输，当广6站、广8站汇合后管线为2196时，起点压力0.64MPa，温度41。站内流程：各站来液 分离器 螺杆混输泵 加热炉 外输螺杆混输泵：1台流量：Q=50m3/h， H入=0.21.6MPa，H出=1.6MPa电机功率N=22kW, 变频设备一套。四、管线改造1、广9站-广6站根据广9接转站来液的液量、油量、气量及物性参数计算出外输系统压力温度见集-3125/3和表3-2。计算结果看出已建的广9站至广6站1144管线回压较高，且穿孔频繁，应更换。广9站至广6站管线改造结果：1595，4.5km，保温管。2、广6站、广8站外输管线根据表3-2计算知，广6站已建外输管线为1595，如果广8站实现混